ВЛИЯНИЕ СОСТАВА ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НА ПРОЦЕССЫ ИХ КОКСОВАНИЯ Текст научной статьи по специальности «Химическая технология. Химическая промышленность». Высоковязкая нефть состав


Структурно-групповой состав высоковязкой нефти Ашальчинского месторождения Текст научной статьи по специальности «Химическая технология. Химическая промышленность»

ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

УДК 665.613

И. И. Гуссамов, С. М. Петров, Д. А. Ибрагимова, Г. П. Каюкова, Н. Ю. Башкирцев;!

СТРУКТУРНО-ГРУППОВОЙ СОСТАВ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

АШАЛЬЧИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Ключевые слова: высоковязкая нефть, структурно-групповой состав, фракционный состав, свойства, n-d-M анализ,

инфракрасная спектроскопия.

С применением методов n-d-M анализ, ИК-спектроскопии исследована тяжелая высоковязкая нефть Ашальчинского месторождения. Показаны выходы фракций с начала кипения до 450°С и их физико-химические свойства. Физико-химические характеристики и структурно-групповой состав дистиллятных фракций нефти указывают на возможность получения из нее высококачественных базовых масел. Более половины высокомолекулярных компонентов, кипящих выше 350°С нефти приходятся на углеводородные компоненты масляных фракций (в среднем 54,5-68,3%).

Keywords: heavy viscosity oil, structural-group composition, fractional composition, properties, ndM analysis, IR spectroscopy.

Using ndM analysis method, IR spectroscopy, studied heavy viscosity oil of Ashalchinskiy field. Shown outputs fractions from initial boiling point to 450°C and the physico-chemical properties of fractions. Physico-chemical characteristics and structural-group composition of petroleum distillate fractions indicate the possibility of obtaining high quality base oils from it.

Высокие темпы развития нефтяной промышленности привели к быстрому истощению запасов высокопродуктивных залежей, к естественному истощению запасов действующих месторождений, увеличению доли

трудноизвлекаемых запасов нефтей. В то время как стратегические цели развития Российской Федерации требуют сохранения высоких объемов добычи нефти. Решение этой задачи представляется возможным посредством освоения месторождений тяжелого углеводородного сырья - тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов. Суммарная величина их запасов и ресурсов только по Республики Татарстан, по данным ТатНИПИнефть, составила 1415,46 млн. т., из которых 1121,45 млн. т прогнозируемые ресурсы категории Дь и 287,7 млн. т категорий С1 и С2 [1]. Из-за отсутствия положительного опыта промышленного освоения тяжелых нефтей и природных битумов, они до настоящего момента остаются не востребованными на рынке. Это объясняется в первую очередь тем, что фундаментальная научная база, использующаяся в современных технологиях нефтедобычи и нефтепереработке, создавалась, как правило, на основе традиционных нефтей, сильно отличающихся по своему составу и строению от трудноизвлекаемого тяжелого углеводородного сырья. Это делает невозможным автоматический перенос стандартных технологий, характерных для нефтяной отрасли к освоению нетрадиционных тяжелых углеводородных ресурсов [2]. В связи с этим исследования, проводимые в данной работе и направленные на изучение состава и свойств битуминозной нефти Ашальчинского

месторождения, являются важными и актуальными для разработки научных основ создания эффективных технологий её добычи и переработки.

Ашальчинское месторождение расположено на западном склоне Южно-Татарского свода, нефтевмещающими породами являются песчаники с интенсивной степенью их пропитки углеводородным флюидом до 12-15% и более. Ашальчинское месторождение относится к сложным, насчитывая по разрезу 7 продуктивных горизонтов, которые в свою очередь подразделяются на пласты и пропластки. Толщина продуктивной части разреза достигает 31,7 м, с глубиной залегания от 48 до 124 м.

Продуктивными отложениями являются терригенные пласты-коллекторы девона (Н=1698 м), нижнего карбона (Н=1061,7-1064,4 м) и карбонатные породы девона (Н= 1068,6 м) и среднего карбона (Н=769,1-795,6 м). В последние годы на опытном участке Ашальчинского месторождения отрабатывается технология паро-гравитационного воздействия на пласт, и уже добыто более 100 тыс. т углеводородного сырья.

Нефть Ашальчинского месторождения характеризуется высоким содержанием

ароматических углеводородов - 11,7 %, смол - 35,8 % и асфальтенов - 6,7 %. Содержание ванадия в нефти 0,041 %, никеля 0,0112 5, общей серы 3,4 %. Плотность нефти в пределах месторождения изменяется от 0,951 до 1,070 г/см3, вязкость при температуре 15°С достигает 4063,8 мПа-с [3]. Температура начала кипения добытой нефти составляет 120°С, физико-химические свойства её узких фракций представлены в табл. 1 [4].

Таблица 1

Температура выкипания фракции, °С Выход , % об. Плотность при 20°С, г/см3 Коэффиц иент преломле 20 ния, пз Молекул ярная масса, а. е. м. Содер жание серы, % Вязкость, м2/с Индекс вязкости, ИВ

при 20°С при 50°С при 100°С

120-220 5 0,7773 1,4299 150 - 1,3 1,0 - -

120-300 13 0,8400 1,4640 165 - 4,1 2,3 - -

140-300 12 0,8601 1,4720 170 - 7,3 3,5 - -

220-300 8 0,8616 1,4703 186 1,4 - 1,94 - -

220-320 11 0,8673 1,4746 212 1,2 9,4 4,3 - -

300-320 3 0,8928 1,4897 220 2,1 - 4,16 1,8 111

320-350 7 0,9009 1,4959 239 2,7 - 5,4 1,9 110

320-380 17 0,9241 1,5084 252 3,5 - 10,9 3,0 113

350-420 24.5 0,9405 1,5209 318 3,7 - 32,2 6,1 106

380-420 14.5 0,9515 1,5289 330 3,7 - 68,8 9,2 108

420-450 8 0,9581 1,5373 406 8,2 - 154,2 16,4 120

С увеличением температуры кипения, выход отдельных фракций увеличивается, при этом дистилляция битума выше 300°С при атмосферном давлении приводит к значительной деструкции высоко-молекулярных углеводородов. Для традиционных нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе между дизельной фракцией и мазутом и находится в пределах 350°С. Бензиновая фракция 120-180°С в исследуемой нефти практически отсутствует.

С увеличением средней температуры кипения фракций нефти закономерно увеличивается их плотность, показатель преломления, кинематическая вязкость и молекулярная масса. Вместе с этим увеличивается разница между значениями кинематической вязкости,

определенными при 20 и 50°С. В технических требованиях на товарные топлива, и смазочные масла предусмотрены соответствующие ограничения пределов вязкости, поскольку она характеризует их прокачиваемость и смазывающие способности.

Увеличение плотности и молекулярной массы с увеличением температуры кипения фракций связано не только с более высоким содержанием конденсированных ароматических структур, но и более высоким содержанием в них сернистых гетероатомных соединений и металлов. Плотность минеральных масел влияет на передаваемую гидропередачей мощность и определяет запас энергии в масле при его циркуляции, поэтому применение масел с высокой плотностью позволяет существенно уменьшить размеры гидропередачи при той же мощности.

При расчетах, связанных с конструированием узлов трения и подбором для них минеральных масел, обычно используют кинематическую вязкость. С увеличением температуры кипения масляных фракций, увеличивается кинематическая вязкость, при этом резко увеличивается градиент вязкости от температуры, что связано с увеличением содержания нафтеноароматических и

полициклических ароматических углеводородов в высококипящих масляных фракциях. Необходимо

отметить, что масляные фракции ашальчинской нефти после соответствующей перкаляционной очистки обладают высоким индексом вязкости, более 100, и могут быть использованы как ценное сырьё для производства базовых масел, способных работать в гидравлических системах современного оборудования; когда при изменении рабочих температур недопустимо даже незначительное изменение вязкости.

Вязкость масляных фракций нефти необычайно велика для молекулярного веса, которым они обладают (250-500 у масел и 700-950 у гудронов). Увеличение среднего молекулярного веса от 220 а.е.м., характерное для солярового масла (фракции 300-3500С), до примерно 450 а.е.м., характерное для цилиндрового масла (фракции остаточного масла кипящей выше 350°С), сопровождается увеличением вязкости от 2-5 до 70 мм2/с и более (при 50°). Это дает основание считать, что вязкость масел определяется не только их составом и молекулярным весом, но также взаимодействием молекул - их ассоциацией. Впервые общая теория структуры масел и связи с вязкостью была развита К. С. Рамайя, который рассмотрел группы ассоциированных молекул как устойчивые образования, названные им мицеллами. В последнее время появились данные, указывающие на то, что ориентация молекул стандартных смазочных масел может влиять на вязкость только при очень больших напряжениях сдвига. Описанное явление, несомненно, представляет интерес, но пока нет достаточных данных для оценки величины эффекта и его практического значения.

В соответствии с Единой Унифицированной Программой исследования нефтей для оценки структурно-группового состава фракций, выкипающих выше 220°С, разработан метод п-й-М, позволяющий определить распределение углеводородных атомов по ароматическим, нафтеновым и парафиновым структурам (табл. 2). Условно, к классу ароматических углеводородов относят соединения, содержащие хотя бы одно ароматическое кольцо, к классу нафтеновых углеводородов - содержащие хотя бы одно нафтеновое кольцо, к классу парафиновых

углеводородов - не содержащие ни ароматического, ни нафтенового кольца, ни непредельной связи. Таким образом, в результате структурно-группового

Таблица 2

анализа смесь углеводородов, составляющую исследуемые нефтяные фракции, представляют в виде одной «усредненной молекулы».

Температура выкипания фракции, °С Массовая доля углерода, % Число колец в "средней молекуле"

Ск Сар Сн Са Ко Кар Кн

220-300 62,5 4,7 57,8 37,5 1,6 0,1 1,5

220-320 57,3 5,7 51,6 42,7 1,7 0,15 1,55

300-320 75,9 13,4 62,5 24,2 1,9 0,3 1,6

320-350 55,6 16,4 39,2 44,4 1,8 0,5 1,3

320-380 58,7 19,1 39,6 41,3 2,0 0,6 1,4

350-420 51,9 22,6 29,4 48,0 2,2 0,8 1,4

380-420 52,6 26,1 26,5 47,4 2,4 1,0 1,4

420-450 31,1 30,2 0.9 68,9 2,6 1,4 1,2

Массовая доля углерода: Ск - в кольчатых структурах, Сар - в ареновых кольцах, Сн - в циклоалкановых структурах, Са - в алкильных заместителях. Число колец в "средней молекуле": Ко - общее число, Кар -ареновых колец, Кн - циклоалкановых колец

Существует два метода интерпретации результатов структурно-группового анализа. Первый состоит в определении числа углеродных атомов в ароматических (% Сар), нафтеновых (% Сн) и парафиновых (% Са) структурах, причем все выражают в расчете на 100 углеродных атомов образца. Другой метод интерпретации заключается в определении числа колец (или цепей) в гипотетической «усредненной молекуле» образца. В силу известной условности этих методов они не могут дать исчерпывающего представления о химической природе масла.

В представленных фракциях, выкипающих до 4200С, преобладают нафтеновые структуры. С увеличением температуры кипения фракций повышается количество углерода в ароматических молекулах с уменьшением углерода в нафтеновых молекулах, увеличение общего числа колец происходит за счет появления ароматических структур. В насыщенной части масленых фракций с увеличением температуры кипения алифатическая часть средней молекулы увеличивается, циклическая часть, соответственно уменьшается. Обращает на себя внимание изменение содержания углеродных атомов в нафтеновых структурах фракций и среднее число нафтеновых колец в этих фракциях. С повышением температуры кипения от фракций 300-3200С до 350-4200С доля углеродных атомов в нафтеновых структурах резко уменьшается (62,5% масс и 32,5% масс соответственно), в то время как среднее число нафтеновых колец меняется слабо (1,6 и 1,5). Это, можно объяснить тем, что во фракции 350-420°С увеличивается количество (пятичленных колец) полициклических ароматических углеводородов; 16,4-26,1 % углерода находится в ароматических циклах; в «усредненной» молекуле масла содержится 0,5-0,8 ароматических колец. Увеличение ароматических цикличных соединений и уменьшение числа атомов углерода в боковых цепях ведет к сильной зависимости вязкости фракции от температуры, и как следствие к снижению индекса вязкости.

Метод ИК-спектроскопии широко используется для исследования соединений нефти, что даёт нам возможность получить качественную информацию о присутствии преобладающих типов функциональных групп в продуктах дистилляции ашальчинской нефти. В свою очередь, количественная оценка содержания тех или иных групп будет иметь различную степень надёжности, вследствие влияния строения и состава сложных молекул, составляющих высокомолекулярные соединения светлых фракций. На следующих рисунках приведена часть спектров парафинонафтеновых углеводородов масляных фракций, отметим, что полосы поглощения в интервале частот от 500 до 4000 см-1 соответствуют колебаниям подавляющего большинства

структурных групп. В работе применялся ИК Фурье спектрофотометр «Уее1ог-22» фирмы «Вгикепк ИК спектры фракций нефти (рис. 1).

Интересные сведения по химическому составу масляных фракций были получены с помощью спектрального анализа, осуществляемого в инфракрасной области спектра. Отклонения в относительном содержании углеводородов различных групп обусловливают соответствующие сдвиги в спектрограмме. Характерные полосы поглощения наблюдаются для парафиновых структур в области волновых чисел 720 см-1, для ароматических структур в области волновых чисел 813 и 1610 см-1, для углеводородов нафтенового типа в области волновых чисел 970 см-1. Некоторые авторы относят к нафтеновым кольцам полосы поглощения не только 970, но и 1460 см-1.

Полосы поглощения в области 720 см-1 отвечают маятниковым колебаниям метиленовых групп (-СН2-)П, где п > 4, 1460 см-1 колебания С-Н связи в метиленовых группах, 1380 см-1 симметричные деформационные колебания метильной группы -СН3, 1610 см-1 скелетные колебания ароматических С=С связей, 860 см-1 неплоские деформационные колебания

ароматического кольца 1,3-замещённые, 1030 см-1

валентные колебания сульфоксидных групп Б=О. Полосы поглощения в области 1081 см-1 отвечают колебаниям С-С скелета алканов и алкенов, в области 1161 см-1 валентные колебания С-С скелета преимущественно изо-алканов, в области 1380 см-1

колебания бициклических ароматических углеводородов («дыхательная мода») и валентных С-Ы азоциклов.

Рис. 1 - Результаты ИК-1

Из представленных спектров видно, что спектры масляных фракций идентичны (количественные соотношения в спектрах не учитывали), что свидетельствует о наличии в них одинаковых структурных групп. Различие спектров поглощения фракций 300-350, 350-4200С Отметим, что для масляной фракции 300-3500С и парафинонафтеновых углеводородов фракции 350-4200С характерно поглощение в области 900-700 см-1 в виде трёх полос (880-850, 820-800, 760-750 см-1). Перераспределение полос триплета в этой области при наличии ароматических колец в структуре характеризует замещённость последних. Наличие моно- и бициклических ароматических структур в высокомолекулярных соединениях нефтяных остатков устанавливают по пикам поглощения при 922 и 852 см-1. В нашем случае имеются интенсивные полосы поглощения в областях 820800 см-1 и 1600 см-1, таким образом ароматические соединения представлены в виде паразамещённых бензольных колец. Наличие спектральной полосы 890см-1 характеризует упорядоченность

расположенных молекул или имеющуюся в нефтяной фракции кристаллическую фазу.

ального анализа нефти

Структурно-групповой анализ

фракционного состава нефти дает возможность правильно оценить ее потенциал в разработке инновационных схем ее переработки для получения товарных нефтепродуктов и сырья для нефтехимических процессов.

Литература

1. Р.Х. Муслимов, Г.В. Романов, Г.П. Каюкова, Комплексное освоение тяжелых нефтей и природных битумов пермской системы Республики Татарстана /, и др. - Казань: Изд-во «ФЭН» Академии наук РТ, 2012. - 396 с.

2. Д.А. Халикова, С.М. Петров, Н.Ю. Башкирцева, // Вестник КНИТУ, 3, 217-221. (2013)

3. С.М. Петров, Д.А. Халикова, Я.И. Абдельсалам, Р.Р. Закиева, Г.П. Каюкова, Н.Ю. Башкирцева // Вестник КНИТУ,18, 261-265. (2013)

4. С.М. Петров, Г.П. Каюкова, И.М. Абдрафикова, Г.В. Романов Г.В. Химия и технология топлив и масел, 4, 36-40(2013)

©И. И. Гуссамов - студ. каф. ХТПНГ КНИТУ, [email protected]; С. М. Петров к.т.н., доцент той же кафедры, [email protected]; Д. А. Ибрагимова - к.х.н., доцент той же кафедры, [email protected]; Г. П. Каюкова - д.х.н., в.н.с., ИОФХ КазНЦ РАН; Н. Ю. Башкирцева - д.т.н., проф., зав. каф. ХТПНГ КНИТУ, [email protected]

cyberleninka.ru

ВЛИЯНИЕ СОСТАВА ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НА ПРОЦЕССЫ ИХ КОКСОВАНИЯ Текст научной статьи по специальности «Химическая технология. Химическая промышленность»

22 ПЕРЕРАБОТКА

УДК 665.6

Влияние состава высоковязких нефтей на процессы их коксования

Р.А. Кемалов ( Казань, Россия )

[email protected]

к.т.н., доцент Казанского (Приволжского) федерального университета

А.Ф. Кемалов

д.т.н., профессор Казанского (Приволжского) федерального университета

А.З. Тухватуллина

аспирант Института органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН

Т.Н. Юсупова

д.х.н., профессор, в.н.с. Института органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНЦ РАН

Месторождения высоковязких нефтей и природных битумов с середины прошлого столетия рассматривались как наиболее перспективные источники углеводородного сырья в будущем. Необходимо учитывать, что нефть — не только энергетическое сырьё. Это, прежде всего, сырьё для получения ряда ценных химических продуктов различного назначения. Выбор соответствующего процесса переработки высоковязких нефтей является актуальной задачей, решение которой требует исчерпывающих сведений об их физико-химических свойствах, составе и качестве получаемых из них нефтепродуктов. Поэтому всестороннее исследование свойств и знание компонентного, углеводородного, фракционного состава нефти — задачи первостепенной важности

Материалы и методы

Материалы — нефти карбонатных пластов верейских и башкирских отложений Акан-ского месторождения. Методы — определение физико-химических свойств в соответствии с ГОСТ, определение компонентного состава по стандартной методике, определение углеводородного состава методом газожидкостной хроматографии, атмосферная и вакуумная разгонка, периодическое коксование.

Введение

В связи с истощением запасов девонских нефтей и переходом их на позднюю стадию разработки, активно ведутся поиск и опытно-промышленные работы по освоению высоковязких нефтей (ВВН) и природных битумов (ПБ). Основными особенностями их химического состава являются высокое содержание серы, смол, асфаль-тенов, металлов, низкое содержание парафинов. В большинстве случаев эти нефти характеризуются высокими значениями плотности и вязкости, что связанно с повышенным содержанием в их составе смоли-сто-асфальтеновых веществ (САВ). Нефтеперерабатывающие заводы не приспособлены к их переработке по общепринятым схемам, так как их переработка их связана с процессами обессеривания, деметаллизации, де-асфальтизации и др. На современном этапе развиваются направления углубления переработки нефти: увеличения производства светлых нефтепродуктов и снижения выхода остаточных фракций. Неуклонное стремление к получению дистиллятных продуктов из нефтяных остатков ставит перед нефтеперерабатывающей промышленностью задачу получения качественных углеродных материалов. Процесс термодеструктивной переработки нефтяных остатков методом замедленного коксования — наиболее рациональный способ получения дистиллятных продуктов. Возможности переработки различного сырья на установках замедленного коксования (УЗК) в сочетании со сравнительно невысокими капитальными и эксплуатационными затратами определяет его особое значение при совершенствовании и оптимизации действующих и разработке перспективных схем переработки нефти. В ходе экспериментов установлено, что исследуемые нефти характеризуются высокой коксуемостью. Установлен достаточно высокий (48-50%) выход кокса в процессе периодического коксования остатков (в пересчете на нефть выход кокса составляет 21% для нефти башкирского яруса и 25% для нефти верейского яруса), что подтверждает перспективу использования тяжелых остатков этих нефтей для получения товарного кокса.

CAB склонны к ассоциативным взаимодействиям и структурированию, а также концентрируют в своем составе гетероорга-нические соединения и металлы, поэтому повышенное содержание CAB в ВВН осложняет не только их добычу, но и переработку.

Существует три основных направления переработки нефти: топливное; топлив-но-масляное; нефтехимическое или комплексное. При топливном направлении нефть и газовый конденсат, в основном, перерабатывается на моторные и котельные топлива. По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для производства последних подбирают, обычно, нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. Комплексная переработка нефти предусматривает, наряду с топливами и маслами, производство сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза, кокс), а в ряде случаев выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Однако нефтеперерабатывающие заводы не приспособлены к переработке ВВН по общепринятым схемам [1, 2], так как их переработка их связана с процессами обессерива-ния, деметаллизации, деасфальтизации и др.

На современном этапе нефтеперерабатывающая промышленность развивается в направлении углубления переработки нефти: увеличения производства светлых нефтепродуктов и снижения выхода остаточных фракций. Интенсивное развитие цветной и черной металлургии, а также неуклонное стремление к получению дистиллятных продуктов из нефтяных остатков ставит перед нефтеперерабатывающей промышленностью задачу получения качественных углеродных материалов. Процесс термодеструктивной переработки нефтяных остатков методом замедленного коксования — наиболее рациональный способ получения дистиллятных продуктов. Возможности переработки различного сырья на установках замедленного коксования (УЗК) в сочетании со сравнительно невысокими капитальными и эксплуатационными затратами определяет его особое

Рис. 1 — Общая схема образования продуктов уплотнения при термическом разложении углеводородов

значение при совершенствовании и оптимизации действующих и разработке перспективных схем переработки нефти.

Основное целевое назначение УЗК — производство крупно-кускового нефтяного кокса. Наиболее массовыми потребителями нефтяного кокса в мире и в нашей стране являются производства анодной массы и обожженных анодов для алюминиевой промышленности и графитированных электродов для электросталеплавления. Широкое применение находит нефтяной кокс при изготовлении конструкционных материалов, в производстве цветных металлов, кремния, абразивных (карбидных) материалов, в химической и электротехнической промышленно-стях, космонавтике, ядерной энергетике и др. Кокс, получаемый на установках коксования, не полностью соответствует требованиям потребителей, нуждается в облагораживании, которое осуществляется путем термической прокалки в специальных печах. Кроме кокса на УЗК получают газы, бензиновую фракцию и коксовые (газойлевые) дистилляты.

Выход и качество кокса в большой степени зависят от исходного сырья, к которому предъявляются определенные, иногда противоречивые требования: с одной стороны сырье должно обеспечивать высокий выход качественного кокса, а с другой — не закоксо-вывать змеевик трубчатой печи, обеспечивая тем самым максимально продолжительный межремонтный пробег УЗК.

В качестве сырья коксования используются нефтяные остатки различного происхождения (как дистиллятные, так и остаточные). Это, прежде всего, тяжелые мазуты, вакуумные

остатки (гудроны). Крекирование остатков и дистиллятов позволяет расширить ресурсы ценного сырья коксования и углубить переработку нефти. Другие источники сырья коксования — концентраты ароматических углеводородов и смолисто-асфальтеновых веществ (побочные продукты производства нефтяных масел). Все эти продукты представляют собой сложное в технологическом смысле сырье. Они отличаются высокой коксуемостью, обусловленной повышенной концентрацией смолисто-асфальтеновых веществ, зачастую высоким содержанием серы, азота, тяжелых металлов. Это высоковязкие, а иногда структурированные дисперсные системы.

При термическом разложении в жидкой фазе алканы, алкены и циклоалканы образуют кокс в результате вторичных реакций продуктов их глубокого разложения. Образование кокса происходит за счет протекания последовательных реакций конденсации, дающих продукты с увеличивающимися молекулярной массой и степенью ароматизации по схеме: углеводороды ^ смолы ^ асфальтены ^ карбены ^ карбоиды ^ кокс. Сырье, содержащее парафиновые, нафтеновые углеводороды, вначале претерпевает разложение, подготавливающее материал для последующих реакций уплотнения. Образование продуктов уплотнения и, в конечном счете, кокса происходит по радикально-цепному механизму через алкильные и бензильные радикалы по схеме, представленной на рис. 1 [1]. Каждый последующий продукт уплотнения характеризуется все большими значениями молекулярной массы, степени ароматичности.

Основными показателями качества сырья

Наименование показателей

Массовая доля воды, %, не более

Плотность р20, г/см3

Вязкость условная при Т=50°С при Т=8о°С

Вязкость кинематическая, мм2/с при Т=50°С при Т=8о°С

при температуре пласта

Вязкость динамическая, мПа-с при Т=50°С при Т=80°С

при температуре пласта

Давление насыщенных паров, мм. рт. ст.

Температура вспышки, °С Температура застывания, °С Коксуемость остатка, % ВКЩ

Кислотное число, мг КОН/г

Массовая доля серы, %

Молекулярная масса

Массовая доля механических примесей, %

Содержание солей, мг/л

Нефть

башкирского отложения

14,79 0,995

5,6 4,1

39,8 28,7 195,76

39,6 28,6 194,8

379

41

-6,5

44,74

отсут.

0,17 4,08 1385

Нефть

верейского

отложения

18,08 0,976

4.0

2.1

27.5 11,9 184,04

28.6 11,6 179,48

403

39 -14,5 48,60 отсут. 0,13 2,02 838

0,008 0,006 213 181

Таб. 1 — Физико-химические характеристики нефтей

Нормативный документ

ГОСТ 2477-65 ГОСТ 3900-85 ГОСТ 6258-85

ГОСТ 33-2000 ГОСТ 33-2000

ГОСТ 1756-2000 ГОСТ 6356-75 ГОСТ 20287-91 ГОСТ 8852-74 ГОСТ 6307-75 ГОСТ 5985-79 ГОСТ 1437-75

ГОСТ 6370-83

Ключевые слова

высоковязкие нефти, коксование, состав, свойства

Effect of high-viscosity oils composition on coking process

Authors

Ruslan A. Kemalov (Kazan, Russia )

PhD in Technical Sciences, associate professor in Kazan (Volga region) federal university

Alim F. Kemalov

PhD in Technical Sciences, professor in Kazan (Volga region) federal university

Alina Z. Tukhvatullina

PhD student in Arbuzov Institute of organic and physical chemistry Kazan Scientific Centre Russian Academy of Sciences

Tatyana N. Yusupova

PhD in Chemistry, professor, leading research associate in Arbuzov Institute of organic and physical chemistry Kazan Scientific Centre Russian Academy of Sciences

Abstract

Deposits of high-viscosity oils and natural bitumens are regarded as future sources of hydrocarbons. Bear in mind that oil is not just the energy feedstock. This is, above all, a raw material for a number of valuable chemicals of various purposes. Selection of respective refining process of highly viscous oils is an urgent task that requires complete information about their physico-chemical properties, composition and quality of petrochemicals produced from them. Therefore, a comprehensive study of the properties and component, hydrocarbon and fractional composition of oil is a major priority Materials and methods Materials — oil samples from Vereiskian and Bashkirian deposits of the Akanskoe field. Methods — determination of physico-chemical properties according to GOST; determination of component composition by standart technique; determination of hydrocarbon composition by gas-liquid chromatography; atmospheric and vacuum distillation; periodic coking. Results

The comprehensive study of crude oils for Bashkirian and Vereiskian carbonate reservoirs of the Akanskoe field in the Republic of Tatarstan has carried out. Physical and chemical characteristics of oils are defined, as well as fractional and component compositions. It is shown that the oils from carbonate reservoirs of the Akanskoe field are heavy, highly viscous, high-sulphur, their composition is enriched with heavy resin-asphaltene components and depleted in light fractions. The content of oil fractions is insignificant. These oils are characterized by high coking. There is a sufficiently high (48-50%) yield of coke in the periodic coking process, which confirms the prospect of heavy

residues of oil to produce marketable coke. Conclusions

The fuel and coke direction can be recommended as the most rational refining direction for crude oils of the Akanskoe field. As low sulfur raw materials are used for the further oil processing, but investigated oils are high-sulphur, its heavy oil residues require additional refining processes.

Keywords

high-viscosity oils, coking process, composition, properties

References

1. Rudin M.G., Somov V.E., Fomin A.S. Karmannyy spravochnik neftepererabotchika [Pocket manual of oil refiner]. 2004,336 p.

2. DiyarovI.N., Batueva I.Yu., Sadykov A.N., Solodova N.L. Khimiya nefti, uchebnoe posobie dlya vuzov[Oil chemistry]. 1990,240 p.

3. AkhmetovS.A. Tekhnologiya glubokoy pererabotki nefti i gaza [The technology of oil and gas advanced processing]. 2002, 672 p.

4. Kozin V.G. Razrabotkapotochnoy skhemy i raschet tovarnogo balansa neftepererabatyvayushchego zavoda: Metod. Ukazanie. Kazanskiy gosudarstvennyy tekhnologicheskiy universitet[The workflow development and product balance calculation for oil-processing plant]. 1993,52 p.

являются плотность, коксуемость, содержание серы и металлов и групповой химический состав. Коксуемость сырья определяет, прежде всего, выход кокса, который практически линейно изменяется в зависимости от этого показателя. При замедленном коксовании остаточного сырья выход кокса составляет 1,5...1,6 от коксуемости сырья.

Поскольку кокс является продуктом конденсации жидкофазных термических реакций нефтяного сырья, а из углеводородов наибольшей коксообразующей склонностью обладают ароматические соединения, то, следовательно, чем больше в исходном сырье содержится ароматических соединений и смолисто-асфальтеновых веществ, тем выше выход кокса.

В зависимости от назначения к нефтяным коксам предъявляют различные требования. Основными показателями качества коксов являются содержание серы, золы, летучих, гранулометрический состав, пористость, истинная плотность, механическая прочность, микроструктура и др.

Содержание серы в коксе зависит почти линейно от содержания ее в сырье коксования. Малосернистые коксы получают из остатков малосернистых нефтей или подвергнутых гидрооблагораживанию. Как правило, содержание серы в коксе всегда больше ее содержания в сырье коксования. Содержание золы в коксе в значительной мере зависит от

Образец

Содержание, % мас. Углеводородная Твердые Смолы часть парафины

бензольные спирто-

бензольные

Нефть

башкирского

отложения

Нефть

верейского

отложения

54,52

58,14

1,07

2,99

22,31

21,46

11,15

Асфальтены

10,95

5,31

Таб. 2 — Компонентный состав нефтей

Продукты

Поступило: мазут Получено:

вакуумный газойль 40,79 гудрон 342,93

Нефть башкирского отложения

г %

383,72 100,00

Нефть верейского отложения

10,63 89,37

г

474,23

54,16 420,07

%

100,00

11,42 88,58

Таб. 3 — Продукты вакуумной разгонки мазута

глубины обессоливания нефти перед ее переработкой. Для кокса замедленного коксования различных марок содержание серы составляет не более 1,3-1,5%, содержание золы

— не более 0,5-0,8%.

Таким образом, выбор соответствующего процесса переработки ВВН является актуальной задачей, решение которой требует исчерпывающих сведений об их физико-химических свойствах, составе и качестве получаемых из них нефтепродуктов. Для оценки потенциальной возможности проводят тщательные исследования по определению кривых зависимости ИТК, плотности, молекулярной массы, содержания серы, низкотемпературных и вязкостных свойств от фракционного состава нефти, а также в форме таблиц с показателями, характеризующими качество нефти, ее фракционный и компонентный состав. Поэтому всестороннее исследование свойств и знание компонентного, углеводородного, фракционного состава нефти — задачи первостепенной важности.

В связи с этим определена цель работы

— обоснование выбора варианта переработки нефти на основе анализа данных состава и физико-химических характеристик образцов нефти.

В качестве объектов исследования выбраны нефти карбонатных пластов верейских (скв. 27) и башкирских (скв. 2262) отложений Аканского месторождения.

В ходе исследования были определены физико-химические свойства изучаемых не-фтей, полученные по результатам испытаний в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002. Данные приведены в табл. 1.

Нефти башкирских и верейских отложений изначально были обводнены. Перед дальнейшими исследованиями проведено обезвоживание нефтей без использования эмульгатора отстаиванием и осушкой прокаленным хлоридом кальция. Обезвоженные нефти также отфильтрованы от механических примесей. Определено содержание солей в нефтях, которое обусловлено наличием в них хлоридов и минерализованной пластовой воды.

На основе анализа полученных результатов (табл. 1) установлено, что нефти Аканского месторождения по значениям плотности и вязкости можно охарактеризовать, как тяжелые и высоковязкие. Нефть из башкирских отложений является более тяжелой и вязкой. Она также отличается большей молекулярной массой, вследствие чего для

16 14

а

S

16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 число атомов углерода

16 14 12 10 8

6 4

и _

1

1

1

п L

hi 11 in 11 ni 11 шятшт

16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 число атомов углерода

12

10

2

0

0

Рис. 1 — Молекулярно-массовое распределение фракций 350-400оС нефти башкирского яруса

Рис. 2 — Молекулярно-массовое распределение фракций 350-400оС нефти верейского горизонта

нее характерны более высокая температура застывания и меньшее значение давления насыщенных паров.

По содержанию общей серы нефть башкирских отложений можно отнести к особо высокосернистым, а нефть верейских отложений — к высокосернистым.

Определено кислотное число нефтей. Кислотность нефти обусловлена содержанием в ней алифатических и циклических карбоновых кислот, фенолов и других кислородных соединений кислотного характера. В нефти башкирского отложения можно отметить большее содержание нефтяных кислот. Исходя из результатов проведенного анализа можно сделать вывод, что в образцах нефтей отсутствуют водорастворимые кислоты и щелочи.

В ходе исследования определена коксуемость нефтей Аканского месторождения. Коксуемость характеризует склонность нефтепродукта к коксообразованию при нагревании и является нормируемым показателем качества сырья для коксования и производства технического углерода. Нефти как верейских, так и башкирских отложений имеют очень высокие значения коксуемости в силу их высокой плотности.

Важным этапом в изучении состава нефтей является определение их компонентного состава — содержания в нефти бензиновых фракций, масел, смол, асфальтенов и твердых парафинов. Осаждение асфальтенов проводилось из отбензиненных нефтей 40-кратным избытком петролейного эфира фракции 40-70. Разделение деас-фальтизата на масла и смолы проводилось методом колоночной хроматографии с использованием растворителей: петролей-ный эфир и четыреххлористый углерод, бензол и спиртобензол 1:1. Компонентный состав нефтей Аканского месторождения представлен в табл. 2.

Данные компонентного состава свидетельствуют о повышенном содержании асфальтенов в нефти башкирского отложения. Нефть верейского отложения отличается повышенным содержанием углеводородной части, твердых парафинов и в 2 раза меньшим содержанием асфальтенов. Несмотря на то, что легких углеводородов больше в нефти верейского отложения, коксуемость ее выше.

Методом газожидкостной хроматографии был изучен углеводородный состав фракций нефтей Аканского месторождения. На рис. 2, з приведены молекулярно-мас-совые распределения н-алканов фракций 350-400оС в сравнении для двух нефтей.

Молекулярно-массовое распределение фракций 350-400оС нефти верейского горизонта свидетельствует о более полном отгоне легких фракций, в связи с чем новообразования кокса формируются лучше.

Определяющей характеристикой при установлении области применения нефтепродуктов является фракционный состав нефтей. Пределы гарантируют качество продуктов с соответствующими характеристиками испаряемости.

Условия испытания по методу с применением автоматического оборудования эмпирически подобраны так, что они коррелируют с условиями перегонки при

использовании ручного оборудования, а также с другими характеристиками испаряемости. Результаты разгонки приведены на рис. 4. По кривым истинных температур кипения можно оценить потенциальное содержание фракций в нефти.

Кривые ИТК исследуемых нефтей имеют монотонный характер, что говорит о равномерном выкипании фракций. На основе анализа кривых ИТК нефтей Аканского месторождения установлено, что содержание бензиновой фракции больше в нефти верейского отложения. Однако суммарное содержание светлых фракций выше для нефти башкирского яруса. Согласно единой технологической классификации нефтей, по содержанию серы исследуемые нефти можно отнести к третьей группе (более 2% масс.), по содержанию светлых фракций — также к третьей группе (менее 45% масс.), по содержанию базовых масел — так же к третьей группе (от 15% масс. до 25% масс. на нефть).

В дальнейшем проведена вакуумная разгонка мазута с целью наработки необходимого количества гудрона для процесса замедленного коксования с получением товарного кокса и промежуточных продуктов (бензина, легких и тяжелых газойлевых фракций).

В процессе исследований давление в системе составляет 3 мм.рт.ст. Результаты разгонки представлены в табл. 3. Выход гудрона в процессе разгонки мазута из нефти башкирского отложения незначительно выше и составляет 89% масс. Полученный гудрон использовался в качестве сырья для последующего процесса коксования.

Коксование — это термический процесс, который преследует две цели: получение нефтяного кокса и увеличение выхода светлых нефтепродуктов, т.е. углубление переработки нефти [1].

Повышение температуры коксования

способствует более быстрому удалению продуктов разложения из зоны реакции и тем самым несколько уменьшает выход кокса. Температура прокалки влияет в основном на содержание летучих в коксе, который при коксовании в кубах обычно составляет всего 2-3% масс. Результаты периодического коксования приведены в табл. 4.

По результатам коксования выход светлых фракций выше для нефти башкирских отложений, а выход кокса выше для нефти верейских отложений.

Таким образом, проведено исследование нефтей из башкирских и верейских отложений Аканского месторождения. Определены физико-химические характеристики, а также фракционный и компонентный составы исследуемых нефтей. Показано, что нефти Аканского месторождения из карбонатных коллекторов являются тяжелыми, высоковязкими, высокосернистыми, состав их обогащен тяжелыми смолисто-асфальтеновыми компонентами и обеднен легкими фракциями. Содержание масляных фракций незначительное. В связи с этим в качестве наиболее рационального направления переработки нефтей Аканского месторождения можно рекомендовать топливно-коксовый вариант.

Для данных нефтей характерна высокая коксуемость. Установлен достаточно высокий (48-50%) выход кокса в процессе периодического коксования остатков (в пересчете на нефть выход кокса составляет 21% для нефти башкирского яруса и 25% для нефти верейского яруса), что подтверждает перспективу использования тяжелых остатков этих нефтей для получения товарного кокса.

Поскольку для дальнейшей переработки нефтей и получения кокса в качестве целевого продукта используют малосернистое сырье, а нефти Аканского

Процент отбора, % масс.

Рис. 2 — Молекулярно-массовое распределение фракций 350-400оС нефти верейского горизонта

месторождения являются высокосернистыми, тяжелые нефтяные остатки требуют дополнительных процессов облагораживания сырья.

В верейских нефтях наблюдается более полный отгон легких фракций, что находит отражение в более высоком выходе кокса для данной нефти. Также нефть верейского яруса характеризуется меньшим содержанием серы, таким образом, являясь наиболее желательным сырьем для процесса коксования.

Итоги

Проведено комплексное исследование не-фтей из башкирских и верейских отложений

Аканского месторождения. Определены физико-химические характеристики, а также фракционный и компонентный составы исследуемых нефтей. Показано, что нефти Аканского месторождения из карбонатных коллекторов являются тяжелыми, высоковязкими, высокосернистыми, состав их обогащен тяжелыми смолисто-ас-фальтеновыми компонентами и обеднен легкими фракциями. Содержание масляных фракций незначительное. Для данных нефтей характерна высокая коксуемость. Установлен достаточно высокий (48-50%) выход кокса в процессе периодического коксования остатков, что подтверждает

перспективу использования тяжелых остатков этих нефтей для получения товарного кокса.

Выводы

В качестве наиболее рационального направления переработки нефтей Аканского месторождения можно рекомендовать то-пливно-коксовый вариант. Поскольку для дальнейшей переработки нефтей и получения кокса в качестве целевого продукта используют малосернистое сырье, а нефти Аканского месторождения являются высокосернистыми, тяжелые нефтяные остатки требуют дополнительных процессов облагораживания сырья.

Продукты

Поступило:

гудрон

Получено:

газ и головка стабилизации бензин

лёгкий газойль тяжёлый газойль кокс

Нефть башкирского отложения

Нефть верейского отложения

342,93

0,41

45,30

62,52

69,37

165,33

%

100

0,12 13,21 18,23 20,23 48,21

420,07

0,50 48,60 73,60 84,69 212,68

%

100

0,12

11,57

17,52

20,16

50,63

Таб. 4 — Продукты периодического коксования

г

г

Список использованной литературы

1. Рудин М.Г., Сомов В.Е., Фомин А.С. Карманный справочник нефтепереработчика. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004. 336с.

2. Дияров И.Н., Батуева И.Ю., Садыков А.Н., Солодова Н.Л.. Химия нефти, учебное пособие для вузов. Л.: Химия, 1990. 240 с.

3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.

4. Козин В.Г., Разработка поточной

схемы и расчёт товарного баланса нефтеперерабатывающего завода: Метод. Указание. Казанский государственный технологический университет. Казань: 1993. 52 с.

ТОРГОВО-ПРОМЫШЛЕННАЯ ПАПАТД РЕГИОНА ЗАКАМЬЕ

ВЫСТАВОЧНОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ЭКСПО-КАМА

СТРАТЕГИЧЕСКИЙ ПАРТНЕР R Ы С т А В Ii И

ДЕСЯТАЯ ВСЕРОССИЙСКАЯ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА

иаоть! та шшш. зхюшпш = штш

С РАМКАХ VII! КАМСКОГО ПРОМЫШЛЕННОГО ФОРУМА

О 19-21 февраля

РЕСПУБЛИКА ТДТАРСШн нлБЕРЕЖньЕ «ПНЫ ВыСТЛВСчнЫИ ЦЁН'Р ЭКЕПО-КнЩА

Л

А 1

Я '

Л

л. £

ОРГКОМИТЕТ http://www.expokama.ru

г. Набережные Челны, пр. Автозаводский, район Форт Диалога Выставочный центр "ЭКСПО-КАМА" Тел./факс: {055Z} 470-102, 470-104 E-mail: [email protected]

cyberleninka.ru

Нефть. Состав основные свойства.

Нефть – горючая маслянистая жидкость, преимущественно темного цвета, представляет собой смесь различных углеводородов. Цвет нефти варьирует от светло-коричневого до темно-бурого и черного.

В нефти встречаются следующие группы углеводородов:

метановые (парафиновые) с общей формулой СnН2n+2;

нафтеновые – СnН2n;

ароматические – Сnh3n-6.

Преобладают углеводороды метанового ряда.

Рассмотрим основные физические свойства нефти:

1)Плотность - отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м3. Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу). На шкале ареометра нанесены деления, показывающие плотность исследуемой нефти. Плотность нефти варьируется от 730 до 9801050 кг/м3 (плотность менее 800 кг/м3 имеют газовые конденсаты). По плотности нефти делятся на 3 группы: лёгкие, средние и твердый.

2)Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Пас), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м2поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Пас относится к числу высоковязких.

      В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и    техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей – мПас. Так, пресная вода при температуре 20  имеет вязкость 1 мПас, а большинство нефтей, добываемых в России, – от 1 до 10 мПас, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПас и несколько тысяч мПас. С увеличением содержания в нефти растворенного газа, ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 24 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м2/с.

На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20.

Вязкость изменяется в широких пределах (при 50  1,2  55·10-6 м2/с) и зависит от химического и фракционного состава нефти и смолистости (содержания в ней асфальтеново-смолистых веществ).

3)Испаряемость. Нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.

В пластовых условиях свойства нефти существенно отличаются от атмосферных условий.

Движение нефти в пласте зависит от пластовых условий: высокие давления, повышенные температуры, наличие растворенного газа в нефти и др. Наиболее характерной чертой пластовой нефти является содержание в ней значительного количества растворенного газа, который при снижении пластового давления выделяется из нефти (нефть становится более вязкой и уменьшается ее объем).

В пластовых условиях изменяется плотность нефти, она всегда меньше плотности нефти на поверхности.

4)Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти  колеблются в пределах 0,414,0 ГПа-1, коэффициент определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50  60 %). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом . Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом

.

Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.

Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти И, т. е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями:

%.

5)Газосодержание – важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.

6)Газовый фактор – отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м3), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 , к количеству добытой за то же время нефти (в т или м3) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м3/т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.

students-library.com

Способ добычи высоковязкой нефти

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к микробиологическим способам добычи высоковязкой нефти. Способ добычи высоковязкой нефти включает закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины и использование при нагнетании разжижающего состава. В качестве разжижающего состава используют углеводородокисляющие бактерии с питательными солями в водном растворе при следующем соотношении компонентов, мас. %: углеводородокисляющие бактерии 0,05-0,15, питательные соли 0,07-0,3, вода - остальное. В преимущественном варианте выполнения способа закачку разжижающего состава производят циклически. Способ обеспечивает снижение вязкости нефти, облегчая ее добычу. Технология экологически безопасна. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к микробиологическим способам добычи высоковязкой нефти.

Известен способ микробиологической обработки нефтяного пласта, включающий закачку микробной биомассы биохимического производства белкововитаминных концентратов (см патент РФ 2118677, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1998 г.). Данный способ недостаточно эффективен вследствие того, что снижение вязкости нефти происходит лишь за счет образования газа, используемая микробная биомасса не воздействует на тяжелые фракции нефти, а также содержащиеся в отходе питательные вещества являются хорошей средой для образования сульфатвосстанавливающих бактерий, которые вызывают коррозию нефтепромыслового оборудования. Известен способ добычи высоковязкой обводненной нефти, включающий снижение вязкости нефти путем закачки смеси поверхностно-активного вещества с растворителем (см. авт.свид. 1798487, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1993 г.) Однако данный способ недостаточно эффективен, а также при использовании способа необходим постоянный промысловый контроль. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ добычи высоковязкой нефти путем закачки разжижающего состава, включающего анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ), неионогенное поверхностно-активное вещество (HПAB), гидроокись щелочных металлов и воду лоркальциевого типа (см патент РФ 2062868, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.). Однако данный способ неэффективен при добыче высоковязкой нефти закачкой разжижающего состава через нагнетательные скважины вследствие необходимости закачки больших объемов реагентов, что приводит к удорожанию процесса добычи. В основу настоящего изобретения положена задача - создание высокоэффективного и экологически чистого способа добычи высоковязкой нефти, позволяющего за счет снижения вязкости нефти и ее обессеривания повысить нефтеотдачу. Поставленная задача решается путем создания способа добычи высоковязкой нефти, включающего закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины и использование при нагнетании разжижающего состава, причем в качестве разжижающего агента используют углеводородокисляющие бактерии с питательными солями в водном растворе при следующем соотношении компонентов, мас.%: Углеводородокисляющие бактерии - 0,05-0,15 Питательные соли - 0,07-0,3 Вода - Остальное В преимущественном варианте выполнения способа закачку производят циклически. В качестве углеводородокисляющих бактерий (УОБ) используют бактерии, обладающие способностью снижать вязкость нефти и обессеривать ее, например: - штамм Pseudomonas species-45, выделенный с территории бензозаправки с почв, загрязненных нефтепродуктами из коллекции Института биохимии и физиологии микроорганизмов, г. Пушкино, - бактериальный биопрепарат, представляющий собой ассоциацию микроорганизмов Pseudomonas stutzeri, 367-1, Rhodoccocus erythropolis, 367-2, Rhodoccocus maris, 367-5, Rhodoccocus erythropolis, 367-6, Rhodoccocus maris, 367-4 и дрожжевые микроорганизмы Candida sp., 367-3, выделенные из пластовых вод Бондюжского нефтяного месторождения; - бактериальный препарат, состоящий из микроорганизмов рода Acinetobacter sp., из коллекции Бердского завода биохимических препаратов. Для пластов, имеющих свою микрофлору, подбирают УОБ, совместимые с пластовой микрофлорой, и, исходя из этого, определяют количество УОБ в составе, чтобы общее количество УОБ было в пределах заявляемого. В качестве питательных солей используют азот- и фосфоросодержащие соли или их смеси, например: - азотно-кислый аммоний (NН4NО3) по ГОСТ 2-85; - монокалийфосфат (Kh3PО4) по ТУ 6-09-5324-87; - динатрийфосфат (Na2HPО4)х12 h3О по ГОСТ 4172-76; - ацетат натрия (СН3COONa) по ГОСТ 2080-76. Углеводородокисляющие бактерии и питательные соли выпускаются промышленностью в порошкообразном состоянии, легко перемешиваются, поэтому водный раствор из смеси данных компонентов можно приготовить в промысловых условиях непосредственно на месте использования для приготовления водного раствора. Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный и экологически чистый способ добычи высоковязкой нефти за счет снижения вязкости нефти и ее обессеривания. Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень". Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры по определению эффективности данного способа. Технология применения опытно-промышленных работ заключается в следующем. Около скважины устанавливают автоцистерну типа АЦ и при перемешивании готовят разжижающий состав. Для приготовления 200 м3 разжижающего состава в пресную или слабоминерализованную воду при перемешивании добавляют 100-300 кг УОБ, 100-400 кг азотно-кислого аммония, 20-100 кг динатрийфосфата, 20-100 кг монокалийфосфата и 20-200 кг ацетата натрия. Закачку разжижающего состава производят с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 в пласт, содержащий высоковязкие и сернистые нефти, обводненные пресными или слабоминерализованными водами. Закачку состава осуществляют в 4-10 циклов по 200 м3 в каждом цикле. После каждого цикла делают выдержку для реагирования разжижающего состава с нефтью и далее возобновляют закачку вытесняющего агента. Эффективность предлагаемого способа определяют в лабораторных условиях по снижению вязкости нефти и по содержанию общей серы в образцах до и после обработки разжижающим составом. Измерение вязкости нефти производят на ротационном визкозиметре "Contraves Low Sher -40" фирмы "Mettler", а содержание серы определяют с помощью анализатора "Lab-x 3000" фирмы "Oxford Instruments Industrial Analysis Group". В качестве сырья используют нефть со следующим физико-химическими характеристиками: плотность 0,0245 г/см3; вязкость при 23oС 220,8 мПас; содержание серы 4,43%, залегающая на глубине 505 м в карбонатных коллекторах с пористостью 9,8% при давлении в пласте 60 атм, с минерализацией пластовых вод 60 г/л. Результаты исследований приведены в таблице. Пример 1. В лабораторную колбу добавляют при перемешивании 1,0 г углеводородокисляющих бактерий - штамм Pseudomonas sp, - 45,10 г - азотно-кислого аммония, 0,2 г - монокалийфосфата, 0,2 г - динатрийфосфата, 0,5 г - ацетата натрия, 997 мл - пластовой воды и нефть в количестве 250 мл. Выдерживают колбы в течение 14 дней при температуре 30oС. Далее определяют вязкость нефти и количество общей серы в ней (см. табл., пример 1). Примеры 2-9 проводят аналогичным способом, используя в качестве УОБ различные бактериальные культуры (см. табл., пример 2-9). Выдерживают колбы в течение 14 дней при температуре 30oC. Далее определяют вязкость нефти и количество общей серы в ней (см.табл., пример 1). Пример 10 (прототип). В лабораторную колбу в 898 мл пластовой воды хлоркальциевого типа с содержанием хлоридов до 9% добавляют 7,0 г анионоактивного ПАВ-ТЭАС-М, 12,0 г - НПАВ - ОП-10, 83,0 - КОН и нефть в количестве 250 мл. Определяют конечную вязкость нефти (см.табл., пример 10). Предлагаемый способ добычи высоковязкой нефти по сравнению с прототипом позволяет достичь снижения вязкости нефти, а также дополнительно осуществить ее обессеривание. Применение составов на основе микробных клеток не влияет отрицательно на окружающую среду.

Формула изобретения

1. Способ добычи высоковязкой нефти, включающий закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины, использование при нагнетании разжижающего состава, отличающийся тем, что в качестве разжижающего состава используют углеводородокисляющие бактерии с питательными солями в водном растворе при следующем соотношении компонентов, мас. %: Углеводородокисляющие бактерии - 0,05-0,15 Питательные соли - 0,07-0,3 Вода - Остальное 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что разжижающий состав закачивают циклически.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты)

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт. Технический результат - увеличение эффективности паротеплового воздействия на пласт высоковязкой нефти. В способе разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающем закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м3 объем насосно-компрессорных труб, затем пара, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%: карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, Нефтенол ВВД 1,0-5,0, вода остальное или карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, неионогенное ПАВ 1,0-2,0, анионактивное ПАВ 0,5-1,0, вода остальное, а по другому варианту - в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12 или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующих соотношениях, мас.%: карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, Нефтенол ВВД 1,0-5,0, вода остальное или карбамид 15,0-40,0, аммиачная селитра 8,0-20,0, аммоний роданистый 0,1-0,5, неионогенное ПАВ 1,0-2,0, анионактивное ПАВ 0,5-1,0, вода остальное. 2 н.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти при тепловом воздействии на пласт.

Известен способ добычи углеводородсодержащего сырья - нефти, включающий подачу, по крайней мере, через нагнетательные скважины пара, обеспечивающего разогрев пласта, и отбор через добывающие скважины углеводородсодержащего сырья (SU 933957 А, 07.06.82). Но введение в пласт только пара для снижения вязкости нефти или битума вследствие повышения в пласте температуры недостаточно. Температура быстро падает до исходной и вязкость нефти возрастает.

Известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в том, что при вытеснении нефти паром в него добавляют углекислый газ (Effects of СО2 addition to steam on recovery of west sak crude oil /Hombrook M.W., Dehgham K., Qadur S. Ostermann K.D., Ogbe D.Q./ SPE, Reserrvoir Eng. - 1991 - 6 №3, p.278-286). Основной эффект от введения добавки связан с уменьшением вязкости и плотности нефти за счет растворения в ней углекислого газа в разогретом паром пласте. Недостатком известного способа является то, что применение способа в промысловых условиях требует больших затрат, связанных с получением, транспортировкой и подачей СО2 в нагнетательную скважину.

Также известен способ циклического воздействия парогазовым теплоносителем на призабойную зону пласта с вязкой нефтью, содержащего водяной пар, растворимый в нефти газ и неконденсирующийся газ, в газообразной неконденсирующейся фазе содержится свободный кислород (пат. РФ №2164289, Е21В 43/24). Свободный кислород вступает в реакцию жидкофазного окисления с пластовой нефтью с выделением дополнительного тепла непосредственно в пласте. Однако при концентрации кислорода выше оптимальной за счет реакции окисления возможен перегрев пласта до температур, опасных для эксплуатационной колонны скважины.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки углеводородных залежей с применением газов газификации угольных пластов для генерирования пара, заключающийся в том, что через нагнетательную скважину в нефтяную залежь закачивается пар, причем до закачки пара в эту залежь закачивают насыщенный раствор одной из углекислых или двууглекислых солей щелочных металлов или аммония. Добычу продукции осуществляют через добывающую скважину (пат. РФ №2114988, Е21В 43/24). Повышение нефтеотдачи пласта достигается за счет того, что при повышении температуры соли разлагаются с выделением углекислого газа, который растворяется в нефти и понижает ее вязкость.

Однако способы разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с применением паротеплового воздействия, позволяющие добиться повышения коэффициента нефтеотдачи только за счет снижения вязкости нефти, недостаточно эффективны. Такими способами может быть отобрана только та часть нефти, которая находится в трещинах и порах, а пленочная нефть за счет большого сцепления с породой пласта не отбирается.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение эффективности паротеплового воздействия на пласт высоковязкой нефти путем повышения коэффициента нефтеотдачи не только за счет снижения вязкости нефти, но и за счет более полного извлечения нефти из пласта.

Технический результат достигается способом разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающим по п.1 закачку чередующимися оторочками раствора на основе реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м3 объем насосно-компрессорных труб, затем пара с последующей добычей продукции через добывающую скважину. При пароциклическом воздействии по п.2 в добывающую скважину закачивают чередующимися оторочками раствор на основе реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию.

Раствор рекомендуется закачивать не менее чем двумя оторочками. Раствор на основе карбамида дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый и, по крайней мере, один компонент из группы: комплексное поверхностно-активное вещество (ПАВ) Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ (оксиэтилированный алкилфенол неонол АФ9-12 или оксиэтилированный нонилфенол NP-40, или NP-50) и анионактивного (алкансульфонат, например волгонат, или алкиларилсульфонат, например сульфонол, или оксиэтилированный нонилфенол сульфированный NPS-6) при следующих соотношениях, мас.%:

Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Нефтенол ВВД 1,0-5,0
Вода Остальное
или
Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Неионогенный ПАВ
(АФ9-12 или NP-40, или NP-50) 1,0 - 2,0
Анионактивный ПАВ
(алкансульфонат, например, волгонат или
алкиларилсульфонат, например, сульфонол,
или NPS-6) 0,5-1,0
Вода Остальное

В пласте под действием высокой температуры закачиваемого пара карбамид гидролизуется с образованием углекислого газа и аммиака. Углекислый газ в отличие от аммиака намного более растворим в нефти, чем в воде. Поэтому в системе нефть - вода нефтяная фаза будет обогащена углекислым газом, водная - аммиаком, который с аммиачной селитрой образует щелочную систему с максимальной буферной емкостью в интервале pH 9.0÷10.5. Растворение углекислого газа в нефти приводит к уменьшению ее вязкости. Углекислый газ и аммиак в паровой фазе способствуют сохранению парогазовой смеси при температуре ниже температуры конденсации пара, увеличивают эффективность процесса переноса компонентов нефти по механизму дистилляции. Углекислый газ и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта. Эту же роль выполняет аммиачная буферная система, образующаяся при растворении аммиака в водном растворе солей аммония. Кроме того, благодаря своей щелочности, pH 9÷10.5 и присутствию ПАВ она способствует интенсификации противоточной пропитки и вытеснению нефти. ПАВ совместно со щелочной буферной системой способствует деструктированию, разжижению высоковязких слоев или пленок, образующихся на границах: нефть - вода - порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти. При вытеснении нефти раствором на основе карбамида за счет снижения вязкости и улучшения смачивающей способности подвижность фильтруемой жидкости увеличивается в 1.5-6 раз, прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 10-20%, значительно уменьшается остаточная нефтенасыщенность, что приводит к стабилизации либо снижению обводненности продукции добывающих скважин и увеличению добычи нефти. Соль аммония, входящая в состав раствора, является также трасс-индикатором.

Реализация способа в промышленных условиях состоит в следующем.

Закачку оторочки растворов можно производить либо в паронагнетательные скважины в ходе стационарного паротеплового воздействием на пласт, либо в добывающие скважины в ходе пароциклического воздействия. При осуществлении технологического процесса используют стандартное нефтепромысловое оборудование.

Раствор готовят следующим образом: в емкость-смеситель подают определенный объем воды, неионогенное ПАВ - комплексное ПАВ Нефтенол ВВД или оксиэтилированный алкилфенол неонол АФ9-12 или оксиэтилированный нонилфенол NP-40, или оксиэтилированный нонилфенол NP-50, анионактивное ПАВ - алкансульфонат, например, волгонат или алкиларилсульфонат, например, сульфонол, или оксиэтилированный нонилфенол сульфированный NPS-6, карбамид и аммиачную селитру. С помощью насосов перемешивают их до полного растворения путем циркуляции смеси в системе: насос - смеситель - насос. Приготовленный раствор из емкости-смесителя перекачивают в емкость-накопитель и насосным агрегатом (АН-700, ЦА-320 и др.) закачивают в скважины.

В паронагнетательные скважины или в группы паронагнетательных скважин производится чередующаяся закачка оторочек: раствора на основе карбамида, затем пара, после оторочки пара снова оторочка раствора и опять пара и т.д., отбор продукции производится через добывающие скважины. Раствор на основе карбамида рекомендуется закачивать не менее чем двумя оторочками. После окончания закачки всего объема раствора в паронагнетательную скважину необходимо закачать воду в объеме, превышающем на 2 м3 объем насосно-компрессорных труб (НКТ), после чего продолжить закачку пара.

В пароциклические добывающие скважины производится закачка чередующихся оторочек раствора на основе карбамида и пара. Раствор на основе карбамида рекомендуется закачивать не менее чем двумя оторочками. После окончания закачки пара в скважину закачивают оторочку нефти и оставляют на пропитку, а затем пускают скважину в работу.

Эффективность применения указанного способа разработки залежей высоковязких нефтей оценивают по результатам опытно-промышленных испытаний на Усинском месторождении ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" и месторождении высоковязкой нефти Ляохэ (Китай). В сентябре 2002 г.проведена закачка раствора на основе карбамида в паронагнетательные скважины 4029, 4040 и 4596 на участке паротеплового воздействия ПТВ-3 пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Объем закачки в одну скважину составил 88 т, суммарный объем закачки по всем скважинам 264 т. Готовили раствор на основе карбамида следующим образом: для приготовления 5,0 т раствора в емкость-смеситель подавали 3,345 т воды, 0,1 т неионогенного ПАВ неонола АФ9-12, загружали 0,05 т волгоната, 1,0 т карбамида, 0,5 т аммиачной селитры и 5,0 кг аммония роданистого. С помощью насосов перемешивали их до полного растворения путем циркуляции смеси в системе насос - смеситель - насос. Приготовленный раствор, содержащий 20 мас.% карбамида, 10 мас.% аммиачной селитры, 2,0 мас.% неионогенного ПАВ неонола АФ9-12, 1,0 мас.% волгоната, 0,1 мас.% аммония роданистого и вода - остальное, из емкости-смесителя перекачивали в емкость-накопитель. Готовый раствор насосным агрегатом (АН-700, ЦА-320 и др.) закачивали в скважины. Нагнетание раствора в паронагнетательную скважину производили оторочками 30 и 58 т, после каждой порции раствора прокачивали в скважину воду объемом, превышающим на 2 м3 объем НКТ, а затем нагнетали пар. После второй оторочки раствора пар закачивали в соответствии с принятым технологическим режимом разработки, добычу продукции производили через добывающие скважины.

Паронагнетательные скважины 4040, 4029 и 4596 имели перед закачкой высокую приемистость (800-1000 м3/сут по воде при давлении закачки, равном 0). В процессе закачки приемистость не изменилась.

Анализ эффективности производился на основании промысловых данных по добывающим скважинам трех опытных участков с нагнетательными скважинами 4040, 4029 и 4956, фиг.1. Добывающие скважины реагируют снижением обводненности на 5-40%, в среднем на 10-20%, увеличением дебитов по нефти на опытных участках на 31-49%, в среднем на 40%, что свидетельствует о высоком нефтевытесняющем эффекте способа, увеличением дебитов по жидкости на 4-25%, в среднем на 5-10%, что указывает на интенсификацию разработки. Дополнительная добыча нефти за период с сентября 2002 г. по февраль 2004 г. включительно составила: по опытному участку с паронагнетательной скважиной 4029 - 11.3 тыс.т, с паронагнетательной скважиной 4040 - 14.0 тыс.т и с паронагнетательной скважиной 4596 - 19.1 тыс.т, суммарно 44.3 тыс.т, или 14.7 тыс. тонн дополнительно добытой нефти на 1 обработку скважины.

В сентябре-октябре 2003 г. успешно проведены опытно-промышленные испытания для улучшения пароциклического воздействия на залежь высоковязкой нефти месторождения Ляохэ (Китай). В две пароциклические добывающие скважины 3-2 и 5-2 было закачано 60 и 80 т раствора, по 2.5 тыс. тонн пара и по 10 т нефти. Готовили раствор на кислотной станции в емкости вместимостью 60 м3 с лопастной мешалкой (~20 оборотов в минуту) при 60°С. Для приготовления 50 т раствора на основе карбамида в емкость-смеситель заливали 24.95 т воды, затем засыпали 750 кг неионогенного ПАВ NP-40, 250 кг анионактивного ПАВ NPS-6, 16 т карбамида, 8 т аммиачной селитры и 50 кг аммония роданистого. С помощью лопастной мешалки перемешивали их до полного растворения. Приготовленный раствор, содержащий 32 мас.% карбамида, 16 мас.% аммиачной селитры, 1.5 мас.% NP-40, 0.5 мас.% NPS-6, 0.1 мас.% аммония роданистого и вода - остальное, из емкости-смесителя перекачивали в емкость-накопитель и насосным агрегатом закачивали в скважины. В скважину 3-2 сначала закачали 15 т раствора, затем 300 т пара, после этого закачали вторую оторочку раствора 45 т и затем 2200 т пара. После пара в добывающую скважину 3-2 закачали оторочку нефти и оставили скважину на пропитку. Через 7 суток начата добыча нефти. В скважину 5-2 закачали первую оторочку раствора 20 т, затем 300 т пара, вторая оторочка раствора составляла 60 т и затем 2200 т пара. После этого в добывающую скважину 5-2 закачали оторочку нефти и оставили скважину на пропитку на 14 суток, затем начата добыча нефти из добывающей скважины.

Данные о работе скважины 3-2 района Хуансилинь месторождения Ляохэ после закачки пара с раствором на основе карбамида приведены на фиг.2. Наблюдалось снижение вязкости добываемой нефти в 3 раза, уменьшение температуры застывания с +6 ÷ +10°С до -4 ÷ -16°С, по сравнению с циклом закачки пара на несколько месяцев увеличилась продолжительность периода добычи нефти. В скважине 3-2 за период с октября 2003 г. по март 2005 г. включительно добыча нефти составила 874 т, в 2.3 раза выше, чем в предыдущем цикле, где закачивался только пар (375 т). В скважине 5-2 с октября 2003 г. по январь 2005 г. включительно добыча нефти составила 1387 т, в то время как в предыдущем цикле, где закачивался только пар - 786 т, увеличение добычи нефти составило 76%.

Таким образом, результаты анализа текущего состояния разработки опытных участков пермокарбоновой залежей высоковязкой нефти Усинского месторождения и месторождения Ляохэ, разрабатываемые с применением паротеплового воздействия, до и после применения указанного способа показали его эффективность для увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки.

1. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через паронагнетательную скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки всего указанного раствора осуществляют закачку воды в объеме, превышающем на 2 м3 объем насосно-компрессорных труб, затем пара, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:

Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Нефтенол ВВД 1,0-5,0
Вода Остальное
или
Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Неионогенное ПАВ 1,0-2,0
Анионактивное ПАВ 0,5-1,0
Вода Остальное

2. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку чередующимися оторочками раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в качестве указанного реагента используют карбамид, закачку указанного раствора осуществляют через пароциклическую добывающую скважину не менее чем двумя оторочками, после закачки последней оторочки пара осуществляют закачку оторочки нефти, выдерживают указанную скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию, при этом указанный раствор дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый, комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного ПАВ - АФ9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола, или NPS-6 при следующих соотношениях, мас.%:

Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Нефтенол ВВД 1,0-5,0
Вода Остальное
или
Карбамид 15,0-40,0
Аммиачная селитра 8,0-20,0
Аммоний роданистый 0,1-0,5
Неионогенное ПАВ 1,0-2,0
Анионактивное ПАВ 0,5-1,0
Вода Остальное

www.findpatent.ru